Как разумно спроектировать коэффициент мощности фотоэлектрических станций Россия

В связи с растущим глобальным спросом на возобновляемые источники энергии технология производства фотоэлектрической энергии получила быстрое развитие. Рациональность конструкции фотоэлектрической электростанции, являющейся основным носителем технологии производства фотоэлектрической энергии, напрямую влияет на эффективность выработки электроэнергии, стабильность работы и экономические выгоды электростанции. Среди них коэффициент мощности, как ключевой параметр при проектировании фотоэлектрической электростанции, оказывает важное влияние на общую производительность электростанции. Целью данной статьи является обсуждение того, как рационально спроектировать коэффициент мощности фотоэлектрической электростанции для повышения эффективности и экономичности производства электроэнергии.

01 Обзор коэффициента мощности фотоэлектрических станций
Коэффициент мощности фотоэлектрической станции – это отношение установленной мощности фотоэлектрических модулей к мощности инверторного оборудования.
Из-за нестабильности производства фотоэлектрической энергии и того, что на нее сильно влияет окружающая среда, коэффициент мощности фотоэлектрических станций просто в соответствии с установленной мощностью фотоэлектрических модулей в конфигурации 1:1 приведет к потере мощности фотоэлектрического инвертора, поэтому фотоэлектрическая система Эффективность выработки электроэнергии повышается при условии стабильной работы фотоэлектрической системы, оптимальное соотношение мощностей должно быть больше 1:1. Рациональное соотношение мощности позволяет не только максимизировать выходную мощность, но также адаптироваться к различным условиям освещения и справиться с некоторыми системными потерями.

02 Основные факторы, влияющие на объемное соотношение
Проектирование разумного коэффициента мощности должно быть всесторонне рассмотрено в соответствии с конкретной проектной ситуацией. Факторы, влияющие на коэффициент мощности, включают затухание компонентов, потери в системе, освещенность, угол установки компонентов и т. д. Конкретный анализ заключается в следующем.

1. Затухание компонентов
В случае нормального старения затухание компонента тока в первый год составляет около 1%, затухание компонента после второго года будет иметь линейное изменение, а скорость затухания за 30 лет составляет около 13%. то есть годовая генерирующая мощность компонента снижается, а номинальную выходную мощность невозможно поддерживать постоянно, поэтому при расчете коэффициента фотоэлектрической мощности необходимо учитывать затухание компонента в течение всего жизненного цикла электростанции. . Максимизировать выработку энергии согласованными компонентами и повысить эффективность системы.

30-летняя кривая линейного ослабления мощности фотоэлектрических модулей

2. Потеря системы
В фотоэлектрической системе существуют различные потери между фотоэлектрическим модулем и выходом инвертора, включая потери от пыли в последовательном и параллельном модулях и блоках, потери в кабеле постоянного тока, потери в фотоэлектрическом инверторе и т. д., потеря каждого звена повлияет на фактический выходной сигнал. мощность инвертора фотоэлектрической электростанции.

Отчет о моделировании фотоэлектрической электростанции PVsyst

Как показано на рисунке, фактическая конфигурация и потери окклюзии проекта могут быть смоделированы с помощью PVsyst в приложении проекта; В нормальных условиях потери постоянного тока фотоэлектрической системы составляют около 7-12%, потери инвертора составляют около 1-2%, а общие потери составляют около 8-13%. Таким образом, существует отклонение потерь между установленной мощностью фотоэлектрических модулей и фактическими данными о выработке электроэнергии. Если установочная мощность компонента выбрана в соответствии с соотношением мощностей фотоэлектрического инвертора 1:1, фактическая максимальная выходная мощность инвертора составляет всего около 90% от номинальной мощности инвертора, даже при наилучшем освещении. инвертор загружен не полностью, что снижает загрузку инвертора и системы.

3. Освещенность варьируется в разных регионах.
Компонент может достигать номинальной выходной мощности только в условиях эксплуатации STC (условия эксплуатации STC: интенсивность света составляет 1000 Вт/м², температура батареи 25°C, качество атмосферы 1.5), если условия работы не достигают В условиях STC выходная мощность фотоэлектрического модуля неизбежно меньше его номинальной мощности, а временное распределение световых ресурсов в течение дня не может полностью соответствовать условиям STC, главным образом из-за разницы между ранней, средней и поздней освещенностью и температурой. большой; В то же время освещенность и окружающая среда в разных регионах по-разному влияют на выработку электроэнергии фотоэлектрических модулей, поэтому первоначальный проект должен понять данные о местных световых ресурсах в соответствии с конкретным регионом и выполнить расчет данных.

В соответствии со стандартами классификации Центра оценки ветровой и солнечной энергии Национальной метеорологической службы можно узнать конкретные данные об освещенности в разных регионах, а общее годовое облучение солнечной радиацией делится на четыре класса:

Классификация годовой освещенности общей солнечной радиации

Поэтому даже на одной и той же ресурсной территории в течение года наблюдаются большие различия в количестве радиации. Это означает, что одна и та же конфигурация системы, то есть один и тот же коэффициент мощности при выработке электроэнергии, не одинаков. Чтобы добиться той же выработки мощности, этого можно добиться, изменив соотношение объемов.

4. Угол установки компонентов
В одном проекте фотоэлектрической электростанции на стороне пользователя будут использоваться разные типы крыш, и в зависимости от типа крыши будут задействованы разные углы конструкции компонентов, а также будет разным излучение, получаемое соответствующими компонентами. Например, в промышленном и коммерческом проекте в провинции Чжэцзян имеются крыши из цветной стальной черепицы и бетонные крыши, а расчетные углы наклона составляют 3° и 18° соответственно. Данные облучения наклонной плоскости, моделируемой фотоэлектрическим модулем, для различных углов наклона показаны на рисунке ниже. Видно, что излучение, получаемое компонентами, установленными под разными углами, различно. Если распределенная крыша в основном покрыта черепицей, выходная энергия компонентов одинаковой мощности ниже, чем у компонентов с определенным углом наклона.

Угол наклона 3°, общее излучение

Угол наклона 18°, общее излучение

03 Идеи проектирования коэффициента производительности
Согласно приведенному выше анализу, расчет коэффициента мощности в основном направлен на повышение общей выгоды электростанции за счет регулировки мощности доступа постоянного тока инвертора. В настоящее время методы настройки коэффициента мощности в основном делятся на компенсационное и активное пересогласование.

1. Компенсация превышения
Компенсационное пересогласование означает, что, регулируя соотношение объемов, инвертор может достичь полной выходной мощности при наилучшем освещении. Этот метод учитывает только частичные потери в фотоэлектрической системе, за счет увеличения мощности компонента (как показано на рисунке ниже) можно компенсировать системные потери энергии в процессе передачи, так что инвертор при фактическом использовании эффекта полной нагрузки на выходе и без потерь от ограничения.

Диаграмма компенсации компенсации

2. Активное превосходство
Активное пересогласование заключается в дальнейшем увеличении мощности фотоэлектрических модулей на основе компенсационного пересогласования (как показано на рисунке ниже). Этот метод не только учитывает системные потери, но также всесторонне учитывает инвестиционные затраты, доходы и другие факторы. Цель состоит в том, чтобы минимизировать среднюю стоимость электроэнергии (LCOE) системы за счет активного увеличения полного рабочего времени инвертора, находя баланс между увеличением входной стоимости компонентов и доходом системы от выработки электроэнергии. Даже в случае плохого освещения инвертор также работает с полной нагрузкой, что продлевает время работы при полной нагрузке; Однако на реальной кривой выработки электроэнергии системой будет наблюдаться явление «ограничения пика», как показано на рисунке, и в некоторые периоды времени мощность находится в рабочем состоянии с ограниченной генерацией. Однако при соответствующем коэффициенте мощности LCOE системы в целом оказывается наименьшим, то есть выгода увеличивается.

Диаграмма активного пересогласования

Как показано на рисунке ниже, LCOE продолжает снижаться с увеличением коэффициента мощности. В точке компенсационного коэффициента избытка LCOE системы не достигает наименьшего значения. Когда коэффициент мощности далее увеличивается до точки активного коэффициента превышения, LCOE системы достигает самого низкого значения, и LCOE будет увеличиваться после дальнейшего увеличения коэффициента мощности. Следовательно, активной точкой пересогласования является оптимальный коэффициент мощности системы.

Диаграмма соотношения LOCE/производительности

Для инверторов, чтобы обеспечить минимальный LCOE системы, требуется достаточная возможность перераспределения на стороне постоянного тока, чтобы в различных регионах, особенно для зон с плохими условиями облучения, требуется схема более высокого активного перераспределения для увеличения номинального времени выходного сигнала инвертора и максимально снизить LCOE системы.

04 Выводы и предложения
Таким образом, схемы компенсационного перераспределения и активного перераспределения являются эффективными средствами повышения эффективности фотоэлектрических систем, но каждая из них имеет свою собственную направленность. Превышение компенсации в основном направлено на компенсацию системных потерь, в то время как активное превышение уделяет больше внимания поиску баланса между увеличением затрат и увеличением дохода. Поэтому в реальном проекте рекомендуется всесторонне выбрать подходящую схему конфигурации коэффициента мощности в соответствии с требованиями проекта.